Техническая библиотека
Усинское нефтяное месторождение расположено в республике Коми.
Месторождение было открыто в 1963 г, освоение началось в 1973 г.
Месторождение относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, куда также входят Возейское, Харьягинское, Южно-Хыль-Чуюсское месторождения.
Приурочено к антиклинальной складке размером 51*8 км.
Залежи находятся на глубине 1,1-3,4 км.
Имеется 5 пластовых купольных залежей: фаменская, среднедевонская, пермокарбоновая, верхнепермская, серпуховская, из которых 2 — наиболее массивные, находятся в разработке.
Эксперты предполагают, что успешная разработка девонской залежи может случиться при снижении температуры вытесняющей воды ниже пластовой до 40оС.
Эксплуатация серпуховской и верхнепермской залежей в настоящее время признана экономически нецелесообразной.
Пермокарбоновая залежь:
— открыта в 1968 г, в промышленную эксплуатацию вступила в 1977 г,
— имеет сложное геологическое строение. Особенностью геолого-физической характеристики залежи является аномально высокая вязкость нефти, большая толщина и крайняя неоднородность коллектора,
— приурочена к органогенным карбонатным коллекторам трещиннокавернознопорового типа сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона и московского и башкирского ярусов среднего карбона. Этаж нефтеносности, достигающий в центральной сводовой части 350 м, разделен на 3 эксплуатационных объекта — нижний, средний и верхний.
— в разрезе имеет довольно мощные пласты, без явно выраженного послойного характера и представляющие собой достаточно однородный трещинопоровый коллектор.
Среднедевонская залежь нефти Усинского месторождения открыта в 1968 г, в промышленную эксплуатацию вовлечена в 1973 г.
Средняя высота залежей — около 400 м с температурой в интервале 19 — 75°C.
На полке добычи в 1981 г было извлечено 8,8 млн т/год нефти.
Запасы нефти составляет 350 млн т.
Нефть — плотность 0,72-2,1 г/см3 (20.7° API), серы — 0,45-1,89%.
Нефть имеет большой коэффициент вязкости.
По результатам исследований коэффициенты усадки добытой нефти для пермо-карбоновой залежи составили 0,32, Падимейского месторождения — 0,55.
Растворенные в нефти газы ( кроме пермо-карбоновой залежи) — жирные с высоким содержанием гомологов метана ( 46 — 48 %) и незначительным содержанием углекислого газа СО2 и азота.
К началу 1990х пластовое давление снизилось до критического уровня, что делало работу скважин невозможной.
Для разработки была приглашена швейцарская компания TBKOM AG, которая создала СП Нобель Ойл с российским оператором Коминефть.
Технологии площадного вытеснения нефти паром позволила увеличить нефтеотдачу в 4 раза.
Трудность представляла разработка нефтяных пластов, толщина которых — более 50 м, в условиях трещиноватости и кавернозности коллекторов нефтенасыщенных пород.
При существующих толщинах весь пласт невозможно охватить тепловым воздействием.
В августе 1994 г на нефтепроводе Харьяга-Усинск произошел прорыв изношенной трубы, и 117 тыс т нефти вылилось в окружающую среду.
]
В 2002 г у Нобель Ойл случилось банкротство.
ЛУКОЙЛ, выкупив Нобель Ойл, принял на себя обязательства по ликвидации последствий экологической катастрофы 1994 г.
В 2004 г с прилегающих территорий был снят статус зоны экологического бедствия.
Добыча нефти на месторождении в 2009 г — составила 2,104 млн т.
Балансовые запасы по прогнозам составляют 963 млн т.
Месторождение — крупнейшее в Коми с добычей более 1/3 суммарных республиканских углеводородов.
Запасов месторождения должно хватить до 2030 г.
Прирост запасов углеводородного сырья возможен за счет нелокализованных ресурсов.
В ближайшие годы внимание будет сосредоточено на Харьяга-Усинском и Колвависовском регионах.
Оператор — ЛУКОЙЛ.
Энергетический импульс добыче
На промыслах «ЛУКОЙЛа» в Республике Коми построены и готовятся к запуску новые энергетические объекты
В Усинском региональном управлении (УРУ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» кипит работа, сотрудникам УРУ и сервисного центра «Усинскэнергонефть» буквально некогда перевести дыхание. И это – результат политики государства, которое четыре года назад приняло меры для стимулирования добычи тяжелой нефти.
Сегодня в регионах ответственности УРУ наблюдается самый настоящий бум энергетического строительства. Об этом и других насущных вопросах мы беседуем с начальником Усинского регионального управления ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ» Максимом Плеско.
– Максим Николаевич, в состав Усинского регионального управления входят три сервисных центра, которые обслуживают различные производственные подразделения, отличающиеся по географии и профилю своей деятельности. Какие подразделения сегодня требуют наибольшего внимания руководства? Почему?
— В настоящий момент наше внимание приковано к Яреге, к работе существующих и вводимых после капитального строительства источников тепловой энергии – объектов парогенерации Нефтешахтного управления (НШУ) «Яреганефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
После того как вступил в силу федеральный закон о налоговых льготах на добычу тяжелой нефти, развитие Ярегского месторождения получило новый импульс, а вместе с ним появились новые задачи, в решении которых сегодня тесно сотрудничают сразу несколько дочерних обществ ПАО «ЛУКОЙЛ». В первую очередь это, конечно же, «ЛУКОЙЛ-Коми», наше общество, «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» и «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ».
Чуть менее остро, но не менее актуально сегодня перед Усинским региональным управлением стоят задачи по организации эксплуатации построенного на Усинском месторождении энергоцентра, а также эксплуатации переданных нам в управление с июля этого года объектов парогенерации на этом же месторождении.
– С какими целями недавно был образован сервисный центр «Ярегаэнергонефть»? Каковы перспективы его развития?
– В первую очередь сервисный центр создавался для того, чтобы быстрее и качественнее решать поставленные перед управлением задачи по бесперебойному обеспечению тепловой энергией (в виде пара) нефтяного месторождения Яреги.
Вместе с тем сервисный центр смог заодно взять на себя функции организации, эксплуатирующей энергоустановки систем теплоснабжения – как самого Нефтешахтного управления (НШУ), так и поселка Ярега, обеспечения технической водой и обслуживания электроустановок НШУ «Яреганефть» и завода по производству титанового коагулянта
«СИТТЕК».
Сегодня в сервисном центре «Ярегаэнергонефть» работают более 270 сотрудников.
– На северной площадке Усинского нефтяного месторождения построен крупный энергоцентр, который обслуживают сотрудники СЦ «Усинскэнергонефть». Расскажите, откуда набран персонал, как шла его подготовка, участвовал ли он в строительных и пусконаладочных работах?
– Если взять места проживания работников энергоцентра, получится обширная география. В ней представлены как регионы Республики Коми – от Воркуты до Сыктывкара, так и другие регионы Российской Федерации.
Персонал нашего управления появился на площадке энергоцентра на стадии завершения строительно-монтажных работ, когда оборудование передавали в пусконаладку.
Наше участие в пусконаладочных работах заключалось в их техническом сопровождении, то есть в подготовке предложений, замечаний на основе имеющегося опыта эксплуатации подобных энергоустановок и передаче заказчику строительства – ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» – для принятия решений об их последующей реализации.
Наши два общества образовались из одной организации – «ЛУКОЙЛ-Энергогаз», поэтому мы хорошо друг друга знаем, плотно и плодотворно сотрудничаем. Наше взаимодействие всегда приносит положительные результаты, создает синергетический эффект. Это хорошо видно на примере вводимых в эксплуатацию энергообъектов.
Усинский энергоцентр позволит нефтяникам «ЛУКОЙЛ-Коми» увеличить коэффициент утилизации попутного нефтяного газа, погасить факелы, снизить воздействие на экосистему, получать собственную электроэнергию и экономить на покупке энергоресурсов.
– Какие еще энергообъекты будут вводиться в строй?
– Из самых значительных строящихся энергообъектов назову Водоподготовительную установку опресненной воды на Яреге (ВПУ-700) производительностью 700 куб.м/ч, энергоцентр там же и парогенераторные установки (ПГУ) «Лыаель», «Центр», третью очередь строительства ПГУ «Север».
Особенность ВПУ-700, во-первых, в ее исключительности: сегодня на территории Российской Федерации подобных установок нет, ближайший аналог находится в Казахстане.
Во-вторых, в значении для технологического цикла добычи и подготовки тяжелой нефти к перекачке на площадку для переработки. В-третьих, в обеспечении водой необходимого качества парогенераторных установок на Лыаельской площади Ярегского месторождения и котельной нефтешахты № 2.
Нельзя не сказать о возводимом ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» энергоцентре электрической мощностью 75 МВт – уже через несколько месяцев на Ярегском месторождении заработает один из самых современных объектов энергетики, построенных и оснащенных, так сказать, по последнему слову техники.
Он нужен для обеспечения электрической энергией объектов нефтедобычи Яреги и нефтеперерабатывающего завода «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка», а также для подачи тепловой энергии для нужд месторождения.
В планах строительство линии электропередачи напряжением 110 кВ, которая свяжет энергоцентр с нефтеперерабатывающим заводом.
Помимо названных вводятся в эксплуатацию парогенерирующие установки на Лыаельской площади суммарной производительностью 200 т пара в час, ПГУ «Центр» на 100 т пара в час, третья очередь ПГУ «Север» производительностью 100 т пара в час дополнительно к уже работающим и выдающим 150 т пара в час. Весь этот пар будет закачиваться в пласты для разжижения вязкой нефти.
– Расскажите подробнее о ВПУ-700. Чем необычна эта установка?
– При подготовке сырой нефти на площадке от нее отделяется вода, которая содержит множество токсичных загрязнений, включая соли тяжелых металлов и разные механические примеси. Такая вода будет поступать на выпарители, образующие дистиллят.
Далее он собирается в коллектор, после него вода остывает в воздушных охладителях, потом она собирается и насосами по трубе гонится на парогенераторные установки. Также предусмотрены системы воздушного охлаждения, насосные и котельная, которая подает пар для разогрева поступающей воды.
То есть ВПУ-700 – это большой и сложный технологический комплекс.
Когда ВПУ-700 будет запущена в работу, во-первых, уменьшится количество воды, забираемой из открытых источников. Во-вторых, мы получим больше оборотной воды. В-третьих, снизится нагрузка на экосистему поселка Ярега. Ну и, естественно, парогенераторные установки и котельная Нефтешахного управления № 2 получат много очень чистой воды, в которой они нуждаются для производства тепла.
– Какие новейшие технологии внедряются и применяются сотрудниками Усинского регионального управления?
– Из самых новых технологий в электроэнергетике, пожалуй, назову оборудование для поиска мест повреждений на ЛЭП. Мы сегодня проводим опытно-промышленные работы – испытываем такие устройства.
Пока о результатах говорить трудно, поскольку испытания идут всего несколько месяцев.
Мы надеемся на положительные результаты, которые можно будет применить не только у нас, но и в других организациях, где остро стоит вопрос о поиске неисправностей на ВЛ, особенно в условиях Крайнего Севера и приравненных к ним.
Линий электропередачи в нашем регионе очень много, потому что здесь хорошо развита структура нефтедобычи, подключено очень много потребителей. Некоторые линии эксплуатируются уже 30 лет и больше, а пробираться по лесам в поисках обрывов и замыканий непросто. Так что мы идем в ногу со временем не для галочки.
По материалам газеты «Энерговектор»
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Cтраница 1
Усинское месторождение нефтяное — расположено в Коми, в 100 км к С. Входит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию. Приурочено к антиклинальной складке размером 51×8 км. Выявлено 4 залежи в пермско-каменноугольных и девонских отложениях, разрабатываются две. [1]
Усинское месторождение является вамым крупным в Республике Коми, где на его долю приходится 35 % суммарной добычи нефти. Балансовые запасы Усинского оцениваются в 963 млн т нефти. [2]
ОсвоениеУсинского месторождения из-за неблагоприятного географического размещения, бедности и труднообогатимости руд, а также крупных инвестиций вряд ли может быть осуществлено в обозримой перспективе.
Самообеспечение черной металлургии марганцевым сырьем связано с ускорением освоения разведанных мелких месторождений и расширения геологоразведочных работ в районах с прогнозными ресурсами марганца.
[3]
ДляУсинского месторождения нами выявлены закономерности изменения глубины залегания и суммарной мощности текучих глин по площади. Установлено, что подавляющее большинство осложнений в скважинах в виде затяжек и прихватов инструмента, интенсивного осыпания породы со стенок скважин и других приурочено к интервалам зон АВПД в текучих глинах. [5]
НаУсинском месторождении выявлено 5 продуктивных залежей: фаменская, сред недевонская, пермокарбоновая, верхнепермская, серпуховская. Эксплуатация серпуховской и верхнепермской залежей на данный момент считается экономически невыгодной. [6]
Пермокарбоновая залежьУсинского месторождения высоковязкой нефти отличается сложным геологическим строением. К основным особенностям геолого-физической характеристики залежи относятся аномально высокая вязкость нефти, большая толщина и крайняя неоднородность трещкнопоровокавернозного карбонатного коллектора. [7]
Среднедевонская залежь нефтиУсинского месторождения открыта в 1968 г., в промышленную эксплуатацию вовлечена в 1973 г. С начала разработки по состоянию на начало 2003 г. отобрано 97674 2 тыс. т нефти, что составляет 85 3 % от начальных извлекаемых запасов. [8]
Пермокарбоновая залежь нефтиУсинского месторождения открыта в 1968 г., в промышленную эксплуатацию вступила в 1977 г. Залежь характеризуется аномальными свойствами нефти по вязкости. С начала разработки к 2003 г. отобрано 45945 6 тыс. т нефти, что составляет 41 8 % начальных извлекаемых запасов. [9]
Растворенные в нефтяхУсинского месторождения гдзы ( за исключением пермо-карбонового горизонта) жирные с высоким содержанием гомологов метана ( 46 — 48 %) и незначительным содержанием углекислого газа и азота. [10]
Пермокарбоновая залежь высоковязкой нефтиУсинского месторождения приурочена к органогенным карбонатным коллекторам трещиннокавернознопорового типа сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона и московского и башкирского ярусов среднего карбона. Этаж нефтеносности, достигающий в центральной сводовой части 350 м, разделен на три эксплуатационных объекта — нижний, средний и верхний. [11]
В разрезе пермокарбоновой залежиУсинского месторождения встречаются довольно мощные пласты, не имеющие явно выраженного послойного характера и представляющие собой достаточно однородный трещинопоровый коллектор. Расчет процесса вытеснения в таких коллекторах имеет свои особенности. [12]
]
Погружной винтовой насос. [13]
Так, в условияхУсинского месторождения наработка на отказ составляет 85 сут. [14]
Схема экспериментального стенда наУсинском месторождении приведена в работе. [15]
Страницы: 1 2 3 4
Где нарушаются законы Ньютона
Конечно, если оператор по добыче нефти и газа уронит случайно на землю инструмент, тот полетит с неизменным ускорением свободного падения: 9,8 метра на секунду в квадрате. Тут все в природе вещей.
А вот «тяжелое» «черное золото» пермокарбоновой залежи Усинского месторождения не подчиняется закону вязкого трения Ньютона – добывается оно аномально трудно. Поэтому так называемая неньютоновская нефть заставляет работников КЦДНГ-1 ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» решать очень непростые задачи.
Знаниями элементарной физики тут не ограничишься, а впрочем, инженеры сами расскажут, как они восстанавливают доброе имя великого ученого, делая сырье текучим и извлекаемым.
КОМАНДА
Условия задачи не из легких, тем более что в Тимано-Печорской провинции сосредоточено около двух миллиардов тонн геологических запасов высоковязких углеводородов.
Почти 700 миллионов тонн принадлежит пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, где к настоящему времени добыто только более 60 миллионов.
Усилиями 70 человек персонала в первом цехе добывают порядка 3,5 тысячи тонн товарного сырья в сутки (с учетом «легкой» нефти). Как добиваются таких высоких показателей на одном из самых возрастных месторождений вокруг Усинска?
– Благодаря квалифицированным сотрудникам и слаженности коллектива, – отвечает начальник КЦДНГ-1 Николай Щукин. – Мы же, в свою очередь, создаем людям благоприятные условия для работы.
Недавно сделали ремонт, обновили многое: от сушилок и производственных помещений до комнат отдыха. Люди уверены в завтрашнем дне, поэтому текучки кадров практически нет.
И это хорошо, все-таки пермокарбоновая залежь требует особой подготовки и грамотных специалистов.
В ГОРЯЧЕЙ СРЕДЕ
В настоящее время основная часть нефтепромысла разрабатывается на естественном, так называемом упруговодонапорном режиме. Часть скважин находится в зоне паротеплового воздействия (ПТВ). Также для интенсификации добычи нефти проводятся пароциклические обработки (ПЦО) эксплуатационных скважин. После проведения таковых скважина предъявляет особые требования к оборудованию.
Большое разнообразие условий работы добывающих скважин в температурном интервале от 25 до 150 градусов по Цельсию, при дебитах от 10 до 200 кубометров в сутки, диктует необходимость применения широкого спектра насосов. Разнообразные штанговые, электровинтовые (ЭВН) и электроцентробежные – с их помощью осуществляется добыча нефти на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.
– Первый закон пермокарбона – оборудование должно быть термостойким, – рассказывает ведущий технолог КЦДНГ-1 Владислав Кобелев. – Это условие необходимо соблюдать на скважинах, где проводятся ПЦО. После того, как в течение месяца закачивается пар, мы спускаем штанговый глубинный насос, работающий при высоких температурах.
При ее понижении меняем установку на электровинтовой насос. В зоне постоянного паротеплового воздействия хорошо показали себя ЭВН фирмы «NETZSCH» с заводской гарантийной наработкой на отказ в 360 и 450 суток – они более износостойкие и предназначены для работы с низким пластовым давлением, с высокой вязкостью и содержанием газа.
ВТОРОЕ ПРАВИЛО ПЕРМОКАРБОНА
Специальное оборудование – отнюдь не единственное решение, если дело касается производственных задач. Чтобы повысить нефтеотдачу пластов, инженеры применяют всю свою хитрость и смекалку – это второй закон пермокарбона. На Усинском месторождении опытно-промышленные работы – это целая научная отрасль.
– На последних испытаниях большую эффективность показала термокислотная обработка скважины, – рассказывает заместитель начальника первого цеха Роман Якименко. – При этом методе используется раствор соляной кислоты, для нагрева которого необходимо тепло экзотермической реакции.
Для этого в скважину опускают специальный контейнер со стержневым магнием, раствор вступает с ним в действие и просачивается в пласт уже нагретым до высокой температуры.
Дебит повышается в три-четыре раза, кроме этого, экономим значительные затраты и время по сравнению с уже привычным пароциклическим воздействием.
Также для повышения нефтеотдачи применяются и обычные кислотные обработки, дострел скважины (добавление дополнительных продуктивных пластов), законтурное заводнение и стандартные гидроразрывы.
БУРЕНИЕ ПРОДОЛЖАЕТСЯ
Первый цех отличается тем, что здесь извлекают нефть с разными характеристиками, и, значит, в каждом отдельном случае есть свои сложности.
Например, в процессе добычи девонской и фаменской происходит образование гидратопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах и подземном оборудовании, в результате чего ухудшаются условия работы и уменьшаются дебиты скважин. Для борьбы с отложениями здесь применяются как тепловой, так и механический методы.
Кроме Усинского, первый цех ведет добычу на Восточно-Мастеръельском и Осваньюрском месторождениях.
В отличие от первого, с действующим фондом в более чем 570 скважин, и Мастеръеля с десятком нефтедобывающих, на последнем – всего один работающий объект.
Осваньюрское месторождение небольшое, но перспективное – после проведенного гидроразрыва пласта единственная скважина здесь дает 50 кубометров в сутки. Кроме этого, ведется бурение еще одного объекта разработки.
Кстати, несмотря на свой зрелый возраст, Усинское месторождение продолжает эксплуатироваться – на пермокарбоне в последнее время акцент сделан на постройку горизонтальных скважин.
В будущем их планируется использовать не только для добычи, но и для закачки пара – это один из перспективных вариантов разработки пермокарбоновой залежи, при котором будут введены в тепловое воздействие большие запасы нефти.
…Так продолжает развиваться Усинское месторождение. В погоне за новыми технологиями и развитием предприятие не забывает об экологической составляющей нефтедобычи – это, как у Ньютона, третий закон добычи в КЦДНГ-1.
Недавно цех был на 100 процентов укомплектован всеми средствами для защиты окружающей среды. Были закуплены мобильные скимеры для зачистки водоемов и другое оборудование, с помощью которого последствия возможных инцидентов могут быть быстро устранены.
]
Кроме этого, на промысле наведен порядок – на 100 процентов выполнена рекультивация нарушенных и загрязненных земель.
Если с Ньютоном еще можно шутки шутить, то природа – дело серьезное. В «ЛУКОЙЛе» задачи охраны окружающей среды – всегда на первом месте.
«Это катастрофа». Что говорят жители Усинского района о продолжающемся пожаре на месторождении нефти
14 / 04 2017 21:03 «Это катастрофа». Что говорят жители Усинского района о продолжающемся пожаре на месторождении нефти Республика Коми 84 0
Фото savepechora.ru
В восьми километрах от села Щельябож после недавней аварии на участке компании «Лукойл-Коми» продолжают гореть скважины.
Первая скважина на месторождении им. Алабушина, по сообщению местных жителей, загорелась 10 апреля в районе 16 часов дня. Через двое суток вспыхнула вторая. Сайт Комитета спасения Печоры со ссылкой на местное население сообщает о том, что возгоранию сопутствовал взрыв емкости с соляркой объемом в 10 м3.
По словам очевидцев, первое время горел вырывающийся на поверхность газ, но 14 апреля со стороны скважин повалил черный дым. Местные жители предположили, что загорелась нефть. Один из них согласился побеседовать с «7×7» на условиях анонимности.
— Это катастрофа, — сообщил мужчина, — если половодье будет, все пойдет в реку, озера, реки все пропадут. Пока не потушат, нефть будет бить, это «фонтанка», это нефть выходит сама из под земли, напор большой. Сейчас ветер западный, и все летит от Щельябожа, хотя запах уже чувствуется.
Завтра обещают северо-восточный ветер с восьми часов [утра]. Сюда приезжали два представителя «Лукойла», говорили, что надо выселять людей, потому что доза [серо-водорода в воздухе] уже превышает все нормы. Наш глава молчит, людей ни о чем не предупреждает. Сегодня с утра уехал туда на пожар.
А зачем он туда ездит, не знаю.
Член Комитета спасения Печоры Екатерина Дьячкова побывала рядом с месторождением 13 апреля.
— Мы попали туда около пяти часов вечера, — рассказала она. — Ближе чем на сто метров не подходили, в целях собственной безопасности. Горит как раз самая злосчастная буровая, Северо-Ипатская-2, ее и затапливало много раз еще во время разведки. Там, где опадает конденсат, снег темнеет. Загрязнение атмосферы — очевидное явление. А в Щельябоже висят объявления, что все показатели в норме.
По словам общественницы, противников скважин в этом месте было много. Но все слушания, касавшиеся бурения или эксплуатации, проходили в Щельябоже, куда не так просто добраться из других населенных пунктов Усинского района. К тому же, проводили их то в распутицу, то в сильный мороз.
— Противники были, знали, что место затапливается почти ежегодно, за исключением тех лет, когда вода стоит очень низко.
Перед слушаниями я всегда смотрю проекты, разбираюсь, при необходимости обращаюсь к специалистам, поэтому знаю, что на этих месторождениях всегда было высокое содержание сероводорода.
Это опасность, это ядовитый газ, который накапливается в низинах, а у нас все живут возле реки, в низких местах. Мы находимся в зоне риска, — говорит Дьячкова.
Заместитель генерального директора «Лукойл-Коми» по связям с общественностью Сергей Макаров заверил корреспондента «7×7», что серьезной опасности для экологии и для местного населения не существует.
— По предварительным данным, причиной стал выброс газожидкостной смеси, это попутный газ, там примеси сероводорода тоже могут быть, — сообщил он. — Выброс произошел, когда проводился капитальный ремонт скважины подрядчиком.
Сразу после возгорания туда было стянуто порядка 150 человек. Это представители МЧС, профессиональная аварийно-спасательная служба и оперативные бригады нашего предприятия. Сейчас завершается расчистка территории и устья скважины.
Представитель «Лукойла» утверждает, что сейчас горит только попутный газ и только на одной скважине, при этом опасность загрязнения воздуха сероводородом отсутствует.
— Несколько лет назад мы установили сероводородные датчики в селе Щельябож. На данный момент они показывают «ноль». Рядом с ними находятся специалисты, которые круглосуточно следят за их исправностью. У каждого сотрудника, который находится на скважине, есть с собой переносные газоанализаторы, они тоже показывают отсутствие сероводорода, он весь выгорает.
По данным пресс-службы «Лукойла», на данный момент пострадавших от аварии нет. В эвакуации жителей села Щельябож также нет необходимости, вероятность попадания нефтесодержащей жидкости в реки или озера отсутствует. Оперативный штаб на месте возгорания ищет способы ликвидации, которые обеспечивают безопасность работающим там людям.
Эксперты «Гринпис России» сомневаются в достоверности этой информации, так как местные жители сообщают о резком запахе сероводорода как минимум в трех километрах от пожара. Они предполагают, что компания «Лукойл-Коми» может быть заинтересована в сокрытии части информации.
Комитет спасения Печоры совместно с «Гринпис России» отправили обращение главе Коми Сергею Гапликову, прокурору республики Сергею Бажутову, руководителю управления республиканского Росприроднадзора Александру Попову, начальнику ГУ МЧС по Коми Александру Князеву и главному государственному санитарному врачу республики Людмиле Глушковой.
В нем содержатся следующие требования:
Объективной квалификации события, обнародования причин аварии и достоверной информации о ее последствиях.
Истребования у владельца аварийной скважины ООО «Лукойл-Коми» сведений о дебете аварийной скважины до аварии, истребования в Российском федеральном геологическом фонде данных о химическом составе нефти на месторождении имени А. Алабушина, газовом факторе и процентном содержании сероводорода и обнародовании этих данных.
Проведения объективной оценки масштабов загрязнения в результате аварии, продолжающейся на кустовой площадке месторождения имени А.Алабушина ООО «Лукойл-Коми».
Проведения за счет виновника аварии комплексного медицинского обследования жителей Щельябожа, Кушшора, Новикбожа.
Прекращения эксплуатации данной кустовой площадки месторождения имени А.Алабушина по причине регулярных аварийных ситуаций на этом объекте и исходящей от нее перманентной угрозы для жизни и здоровья местных жителей.
По результатам мониторинга введения режима ЧС в МОГО Усинск.
Привлечения к ответственности должностных лиц, допустивших сокрытие информации об обстоятельствах, создающих опасность для жизни или здоровья людей.
10 апреля в восьми километрах от села Щельябож, которое относится к городскому округу Усинск, загорелась нефтяная скважина «Лукойл-Коми», работы на которий вел подрядчик компании — «КомиКуэстИнтернешнл». Примерно на таком же расстоянии от места аварии находится деревня Кушшор. Предварительную причину пожара определили как выброс газожидкостной смеси.
Елена Соловьёва, «7×7»
Усинское месторождение
Усинское нефтяное месторождение, располагается в России в Республике Коми (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция).Месторождение было открыто в 1963 году, изучение первоначалось в 1973 году. Залежи размещаются на бездне 1,1-3,4 км. Припасы нефти составляет 350 млн. тонн.
Плотность нефти Усинского нефтяного месторождения составляют 0,72-2,1 г/см3 (20.7° API), содержание серы составляет S=0,45-1,89%.
Оператором Усинского месторождения представляет собой русская нефтеперерабатывающая фирма Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2009 г. — составила 2,104 млн. тонн.
+++
Усинское — нефтяное месторождение в Российской Федерации расположено в Коми. Открыто в 1963 году. Изучение первоначалось в 1973 году.
Резервы нефти составляет 350 млн тонн. Плотность нефти составляет 20,7° API. Содержание серы составляет 1,09 %.
Оператором месторождения представляет собой русская нефтеперерабатывающая фирма Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2009 г. — составила 2,104 млн тонн.
Пик добычи на месторождении пришелся на 1981, как скоро было извлечено 8,8 млн т нефти. Огромная часть нефтяных запасов Усинского имеет огромный коэффициент вязкости. По причине этого к первую половину 1990-х пластовое влияние уменьшилось до критического уровня, что творило труду скважин невероятной.
В пользу разработки была приглашена швейцарская торговая марка TBKOM AG, какая создала общее предприятие «Нобель Ойл» с российским оператором месторождения «Коминефтью». В следствии употребления технологии площадного вытеснения нефти паром нефтеотдача повысилась в 4-е раза. В начале августа 1994 на нефтепроводе Харьяга—Усинск случился прорыв истоптанной трубы, и 117 тыс.
т нефти вылилось в находящуюся вокруг среду. На районе аварии были почти не полностью устранены фауна и флора. Массовые притоки рек, озера были отравлены. «Комнинефть» на протяжении месяца скрывала факт аварии, стараясь управится с последствиями собственными степенями интенсивности.
В 2002 разорившееся «Нобель Ойл» купила торговая марка ЛУКОЙЛ, какая приняла на самое себя обещания по ликвидации последствий аварии. В 2004 с близлежащих территорий был снят статус «зоны экологического несчастия».
Интересные месторождения
- Верхнеомринское месторождение
- Восточно-Ламбейшорское месторождение
- Вуктыльское месторождение
- Ярегское месторождение
- Юзовское месторождение
ЛУКОЙЛ-Коми переходит на использование электроэнергии собственного производства
« Назад
30.11.2016 13:46
Поделиться с друзьями >>>
На прошлой неделе произошёл ряд важных событий как для развития северной части нефтегазового комплекса региона, так и для будущего её социальной сферы. В Коми с визитом побывал глава ПАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов. Как УН.РФ уже сообщал ранее, в процессе визита Вагита Юсуфовича был подписан третий протокол к Соглашению о социальном партнёрстве межу нефтяной компанией и республикой.
ЛУКОЙЛ таким образом ещё раз подтвердил свои намерения и в дальнейшем выстраивать отношения с регионом на паритетных началах. Не менее значимым для ведущей нефтедобывающей компании Тимано-Печоры стало открытие энергоцентра «Уса». Как и полагается для события такой степени важности, красную ленточку перерезали первые лица компании и региона – Вагит Алекперов и Сергей Гапликов.
О необходимости увеличения генерирующих мощностей в Усинском промышленном узле говорилось давно. Этого требовала сама логика развития территориально-промышленного комплекса.
В связи с набирающим темпы освоением северных месторождений и вводом в эксплуатацию новых промышленных объектов всё более остро ощущался дефицит электрической энергии, который, естественно, не могли не ощутить нефтяники.
]
Более десяти лет назад крупный энергохолдинг выступил с планами по строительству в Усинском районе теплоэнергоцентрали мощностью 100 мВт. Однако проект этот так и остался на бумаге.
Добыча нефти требует колоссальных расходов энергии. Нефтедобывающие предприятия электроэнергию закупают главным образом у сторонних организаций, диктующих свою, выгодную исключительно им, ценовую политику.
С другой стороны, с жидкими углеводородами нефтяники извлекают из недр довольно большое количество попутного нефтяного газа, который является отличным топливом для выработки электрической и тепловой энергии. Его сжигание на факелах не только экономически невыгодно, но и оказывает негативное воздействие на окружающую среду.
Руководствуясь экономическими и экологическими мотивами, руководство ПАО «ЛУКОЙЛ» некоторое время назад приняло решение о строительстве собственных энергогенерирующих мощностей.
Первой из двух собственных теплоэлектростанций, которые ЛУКОЙЛ запланировал построить в Коми, и стал энергоцентр «Уса», торжественную церемонию открытия которого провели главы нефтяной компании и республики. Вагит Алекперов и Сергей Гапликов осмотрели производство: энергетические установки, операторные, обсудили перспективные планы развития энергоцентра.
Эксплуатация энергоцентра с установленной электрической мощностью 125 МВт позволит ЛУКОЙЛУ обеспечить энергетическую независимость собственных производственных мощностей, повысить эффективность использования ресурсов попутного нефтяного газа за счёт его сжигания на объектах собственной генерации.
Следует напомнить, что существенная часть углеводородных запасов Усинского месторождения относится к тяжёлым нефтям. Их извлечение из скважины требует применения весьма энергозатратной технологии паротеплового воздействия на пласт.
Обеспечить технологические потребности в теплоносителе для закачки в пласты как раз и позволит собственная теплоэлектростанция, основу тепло- и электрогенерации которой составляют газотурбинные установки.
Здесь утилизация попутного газа составит 30 кубометров в час, генерируемый пар для поддержания пластового давления и разогрева пласта будет подаваться в 20 скважин.
Новый производственный объект обеспечит электричеством месторождения Денисовского лицензионного участка, а также позволит значительно повысить коэффициент утилизации попутного газа, что позволит ещё более минимизировать техногенное воздействие на окружающую среду.
К слову сказать, в ближайшем будущем на Ярегском месторождении, где нефть ещё тяжелее, ЛУКОЙЛ также планирует частично перейти на электро- и теплоэнергию собственного производства. Здесь, ориентировочно в июле 2017 года, будет запущен в работу энергоцентр «Ярега» установленной мощностью 75 мВт.
Тернистый путь России к трудной нефти — анализ Reuters
Корреспондент.net, 4 апреля 2013, 16:11
Активная разработка стартует этой весной, чему поспособствовало обещание президента Владимира Путина уменьшить налоги на добычу реусров в надежде на стимулирование нефтяной отрасли и увеличение добычи.
Роснефть и ExxonMobil возглавляют новый период освоения Баженовского месторождения, чьи извлекаемые запасы оценили в 500 млн тонн или 3,5 млрд баррелей. Баженовская нефть залегает под уже разработанными месторождениями, которые покрывают значительную часть Западной Сибири.
«Когда я работала в геологоразведке, один из наших геологов назвал это диким черным камнем», — сказала Татьяна Смагина, директор департамента управления запасами Тюменского нефтяного научного центра.
Верхняя граница диапазона диапазона эквивалентна триллиону баррелей, что вчетверо больше нефтяных запасов Саудовской Аравии и равняется потреблению планеты за 30 лет при сохранении текущего спроса.
Международное энергетическое агентство называет Баженовскую свиту крупнейшей в мире материнской породой, относящейся к Юрскому периоду, когда формировалась нефть, добываемая в Западной Сибири.
До Баккена пока далеко
Эти масштабные запасы, однако, не обещают стремительного всплеска добычи, который произошел, например, в США. По оценке штата Северная Дакота, добыча на Баккен и других месторождениях дойдет до 1,2 млн баррелей в сутки к 2015 году.
Однако, РФ уже добывает больше нефти из традиционных источников, чем Саудовская Аравия — 10,3 млн баррелей в сутки, и сланцевая нефть поможет быстрее сбалансировать сокращение добычи на старых месторождениях.
Отметим, что всплеск добычи сланцевых залежей нефти и газа в США дал старт новому поколению высокотехнологичных и высокорентабельных компаний, использующих горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта.
Тем не менее, отмечает агентство, нефтяная промышленность России сконцентрирована в руках ряда крупных компаний, большинство которых подчинены государству, что вызывает сомнения в их эффективности.
«Баженов — это огромный пласт, покрывающий половину Западной Сибири. Я видел карты, согласно которым он в 22 раза превышает Баккен в Северной Дакоте», — отметил Ричард Андерсен, финдиректор крупнейший буровой компании России Eurasia Drilling, сказав о неоднородности этого пласта.
«В одних регионах результаты могут быть хорошими, в других нет. Я бы не сказал, что (Баженов) будет признан годным или негодным в ближайший год, но мы должны получить представление, стоит его осваивать или нет».
Компания Салым Петролеум Девелопмент — совместный бизнес Газпромнефти и Shell — нашла серьезные объемы легкой малосернистой нефти на Салымской группе месторождений, куда входит и Баженов. Также в результате бурения в ряде районов обнаружили микроразрывы пласта, которые помогли бы добыть нефть из малопроницаемых пород.
Налоговый вопрос
Тем не менее, больше всего вопросов касается налоговой системы. При учете себестоимости добычи на Баженове в $40 за баррель, налоговый режим станет главным барьером для его освоения, так как бизнес предпочитает традиционным запасам нефти с более низкой себестоимостью.
Согласие Москвы уменьшить налоги, забирающие у компаний 90% экспортной выручки, показывает его интерес в сланцевой нефти, но этой готовности не хватает с учетом перспективы роста нефтяных доходов, на которые приходится 40% доходна бюджета страны.
«Они (власти — ред.) боятся, что 70-80 процентов российской нефти вдруг станет трудноизвлекаемой», — отметил источник, близкий к одному из проектов. Он добавил, что хотя налоговые льготы дадут возможность ускорить освоение Баженова и других месторождений трудноизвлекаемой нефти, для начала коммерческой добычи могут быть нужны дополнительные реформы налогообложения.
Из находящихся в России 26 млрд тонн извлекаемых ресурсов не менее двух третей называют трудноизвлекаемыми, и их доля возрастает по мере истощения традиционных месторождений.
«(Трудно -) это семантика. Что легко сегодня, было тяжело вчера. Что тяжело сегодня, с помощью технологий и благоприятного налогового режима будет легко завтра», — подчеркнул сотрудник Башнефти Олег Михайлов, ранее курировавший проекты «трудной нефти» в ТНК-ВР.
Напомним, что 30 марта глава Газпрома Алексей Миллер заявил, что в США добыча сланцевого газа нерентабельна.
«Нам неизвестен ни один проект в настоящее время, где рентабельность на скважинах добычи сланцевого газа была бы примерно положительного значения, абсолютно все скважины имеют отрицательное значение.
Есть такое мнение, что это вообще «мыльный пузырь», который в самое ближайшее время лопнет», — заявил он.
